输油管道初步设计本科毕业论文

中国石油大学（华东）毕业设计（论文）S-L输油管道初步设计学生姓名：学号：专业班级：指导教师：2010年6月19日摘要高滨管线工程全长430km，年设计最大输量为500万吨，最小输量为260万吨。管线沿程地形有一定起伏，最大高差为50m，经校核全线无翻越点；在较大输量时可热力越站，较小输量时可压力越站。全线共设热泵站7座。管线埋地铺设。管材采用，API标准钢管；采用加热密闭式输送流程，先炉后泵的工艺，充分利用设备，全线输油主泵采用串联方式。加热炉采用直接加热的方法。管线上设有压力保护系统，出站处设有泄压装置，防止水击等现象，压力过大造成的危害。首站流程包括收油、存储、正输、清管、站内循环、来油计量及反输等功能；中间站流程包括正输、反输、越站、收发清管球等功能。绘图部分内容包括管道纵断面图(布站图)，首站工艺流程图，首站平面布置图，泵房安装图和中间热泵站工艺流程图。关键词:管道；输量；热泵站；工艺流程；运行方案ABSTRACTThewholelengthofthepipelineis430kilometerandtheterrainisplan.Themaximumoftransportcapacityis500milliontonperyearandminimumofthroughoutis260milliontonperyear.Thechoiceofmainequipmentanddeterminationofstationsitearebasedontheconditionofeverythroughout.Afterthetechnicalevaluation,onetypeofsteelpipelinecalledAPIisselect.Theoptimumdiameterismillimeterandthewallthicketis7.9millimeter.Inordertoreducethelossofheat,thepipelineisburiedundertheground.Thepipelineiscoatedwith6-millimeterthickanti-corrosionasphaltlayer.Theprocessoftransportationispump-to-pumptightlineoperation.Crudeoilisheatedatfirstandthepumpineachstation.TherearethreeDY720-60×2pumpsandoneDY720-60×3pumpareequippedasthetransportingpump.Theprocessofflowsinthestationincludes:collectingcrudeoil;forwardtransportation;reversepumpingoverstationandcirculationinthestation.Alongthemainline,oiltransportationincludedheadstation,intermediateheatingandpumpingstation,intermediatepumpingstationandterminalstation.Keywords：pipeline；pump-to-pumpstation；analysis；technologicalprocess目录TOC\h\z\t"标题1,1,标题2,2,标题3,3,S标题4,4,S标题2,2,S标题3,3"前言 1第一章工艺设计说明书 21.工程概况 21.1线路基本情况简介 21.2输油站基本情况简介 21.3管道概况 22.基本参数的选取 22.1设计原则 22.2原始数据 32.2.1管道设计输量 32.2.2管线总长430km 3 32.2.5常用加热炉型号 42.2.6有关输油泵特性（自查） 42.2.7技术经济分析数据 42.3温度参数的选择 72.3.1出站油温 72.3.2进站油温 72.3.3周围介质温度 72.3.4平均温度 7其他参数的选取 82.4.1工作日 82.4.2油品密度 82.4.3油品的比热容： 82.4.4沥青层的导热系数 82.4.5管道设计参数 83.最优管径的选择 84.工艺计算说明 94.1概述 94.2确定加热站及泵站 94.2.1热力计算 94.2.2水力计算 104.2.3初步确定热站、泵站数 104.2.4站址确定 105.校核计算说明 105.1热力、水力校核 105.1.1进出站温度的校核 115.1.2进出站压力的校核 115.2压力越站校核 115.3热力越站校核 115.4动、静水压力校核 115.4.1动水压力校核 115.4.2静水压力校核 125.5反输校核 126.工艺流程 126.1制定和规划工艺流程原则 126.2各站的工艺流程 127.设备的选取 127.1泵的选取 137.2加热炉的选取 138.经济计算 138.1经济计算基本数据 138.2其他参数 138.3费用现值计算 14第二章工艺设计计算书 161.管径的选择 161.1计算条件下的平均温度 161.2管径的选择 16系列管径的计算 172.2热力计算及确定热站数 182.2.1总传热系数的确定 192.2.2确定热站数（在最小流量下确定热站数） 202.3水力计算及定泵站数（最大输量确定泵站数） 222.3.1水力摩阻计算 222.3.2判断翻越点 242.3.3水力摩阻计算 242.5费用现值 262.5.1不同季节、不同输量下的各项参数 262.5.2费用现值计算 32系列管径的计算 373.1判断流态 373.2热力计算及确定热站数 383.2.1.总传热系数的确定 393.2.2确定热站数（在最小流量下确定热站数） 403.3水力计算及确定泵站数（最大输量确定泵站数） 423.3.1出站温度计算 423.3.2判断翻越点 443.3.3水力摩阻计算 443.4费用现值 46不同季节、不同输量下的各项参数 464.4.2费用现值计算 52系列管径的计算 574.1判断流态 574.2热力计算及确定热站数 594.2.1总传热系数的确定 594.3水力计算及确定泵站数（最大输量确定泵站数） 624.3.1水力摩阻计算 624.3.2判断翻越点 644.3.3水力摩阻计算 644.4费用现值 65不同季节、不同输量下的各项参数 654.4.2费用现值计算 715.站址调整及校核 755.1调整后的站布置 755.2最小流量下的热力校核 765.3最大输量下动水压力校核 765.4静水压力校核 816.设备的选取 816.1加热炉的选取 816.2首、末站油罐的选取 816.3输油泵的选取 826.4给油泵的选择 826.5各站内原动机的选择 827.开泵点炉方案 827.1开泵方案 837.2点炉方案 908.反输计算 928.1冬季反输运行方案 928.2夏季反输运行方案 928.3春季反输运行方案 93致谢 94参考文献 95前言“输油管初步设计”是油气储运专业毕业设计内容之一。是对油气储运专业本科毕业生综合素质和能力的一次重要培养与锻炼，也是对其专业知识学习的一次综合考验。本设计是根据设计任务书，依照国家颁发的长输管道设计有关规定进行的，整个设计有利于巩固和丰富专业知识，更能提高认识能力。设计主要内容包括：确定经济管径、站址和设备选型、工艺流程设计及输油成本计算；绘制首站及中间热泵站的工艺流程图、首站的平面布置图、泵房安装图、管道的纵断面图。此外还进行了一定量的外文翻译。本设计得到指导老师XX的全面、具体的指导，此外还有XX老师的悉心指导，在此表示衷心的感谢。由于自己水平有限，难免存在疏漏和错误之处，希望老师和同学们多批评、指正。第一章工艺设计说明书1.工程概况1.1线路基本情况简介本设计依据设计任务书的要求，结合实际条见作出工程的实际具体实施方案。管线最大年输量为500万吨，最小输量260万吨，全长430km，海拔最低处为400m，最高处580m。管线外有沥青防腐层，以减轻腐蚀损耗。管线设计为密闭输送，能够长期连续稳定运行。并采用先炉后泵的流程。占地少，密闭安全，且对环境污染小，能耗少，受外界环境恶劣气候的影响小。便于管理，易于实现远程集中监控，自动化程度很高，劳动生产率高。油气损耗少，运费较低。1.2输油站基本情况简介本管线设计年输量为550万吨／年，综合考虑沿线的地理情况，贯彻节约占地、保护环境和相关法律法规，本着尽量避免将站址布置在海拔较高地区和远离城市的人口稀少地区，以方便职工生活，并本着“热泵合一”的原则，兼顾平原地区的均匀布站方针，采用方案如下：设立热泵站六座，即首站和中间站五座，均匀布站。本次设计中管道采用可减少蒸发损耗，流程简单，固定资产投资少，可全部利用剩余压力便于最优运行的密闭输送方式，并采用“先炉后泵”的工艺方案。选用直接加热式加热炉。1.3管道概况本设计中选择的管道为外径φ457，壁厚7.9mm。由于输量较大，且沿线地温较高，故从经济上分析，本管道不采用保温层。全线设沥青防腐层从而减少腐蚀损失。并设机械清蜡设备，保证全线输油管道的畅通无阻。2.基本参数的选取2.1设计原则本次设计依照《毕业设计任务书》，以设计任务书和《输油管道工程设计规范》GB50253-2003为主要依据，另外参考了机械工业出版社出版的《泵样本书》，以及中国石油大学出版社出版的《输油管道设计与管理》及其他有关的设计规范进行的。设计原则：以国家设计规范为中心原则，选择最优的工艺方案。兼顾不同输量的需要，采用“热泵站合一”的原则。设计中尽量以节能降耗为准则，并充分利用管道承压。充分利用地形，尽量少占耕地。设计中要始终坚持“安全第一”的原则。尽可能使线路顺直，平缓；尽可能采用弹性敷设。线路尽可能靠近公路，利于管道施工；线路尽可能绕避不良的地段。2.2原始数据管道设计输量最大设计输量：550万吨/年；最小设计输量：260万吨/年管道设计压力：。管线总长430km表1-1沿线里程、高程里程（km）04080130180230280高程（m）400420480535550560580里程（km）330380430高程（m）550570580管道中心埋深：1.5m；W/m﹒℃QUOTE℃；管中心埋深处年最低月平均低温：3℃QUOTE℃；管中心埋深处夏季平均低温：21℃；管中心埋深处春秋季平均低温：15℃QUOTE℃；沥青防腐层厚度：7mm；沥青防腐层导热系数：﹒℃；2.2.4原油物性密度：含蜡量：14.5%胶质、沥青质含量：7.71%初馏点：QUOTE70℃70℃比热：℃燃油热值：凝点：22℃表1-2原油在不同测量温度下的流变性测量温度（℃）流变方程牛顿流体温度范围内的粘温方程1720232630354045505560注：表中τ的单位为Pa，γ的单位为1/s，μ的单位为mPa∙s。2.2.5常用加热炉型号814QUOTEkw、1745、2326、3489、4652、5815。2.2.6有关输油泵特性（自查）2.2.7技术经济分析数据（1）线路工程投资指标（万元/千米）表1-3管径×壁厚168××7××指资管径×壁厚355×457×559×610×指资管径×壁厚660×711×813×914×指资续表1-3管径×壁厚1016×1210×指资（2）输油站工程投资指标（万元/座）表1-4（设计输量450550万吨/年）外输首站末站中间热泵站中间泵站中间热站25002500200018001100表1-5（设计输量9501050万吨/年）外输首站末站中间热泵站中间泵站中间热站30003000240020001300表1-6（设计输量18502050万吨/年）外输首站末站中间热泵站中间泵站中间热站35003500290025001800（3）输油站人员编制首、末站50人中间热泵站30人中间热站或泵站20人（5）定资产总投资=（线路工程投资+输油站工程投资）/0.9+建设期借款利息+固定工程资产总投资方向税管道固定工程资产总投资方向税率为0。固定资产总投资的30%为自有资金，70%为建设银行贷款，年利率9.9%。管道计算期16年，其中生产期14年，建设期2年。建设期第一年和第二年投资按固定资产总投资的40%、60%计算。（6）流动资金按管道存油的价值计算，流动资金的30%为自有资金，70%为工商银行贷款，年利率10.98%。管输行业基准收益率=12%(7)职工工资按1500元/（每人.月）计算，福利费按工资总额的14%计算（8）固定资产原值按固定资产总投资的85%计算管道折旧年限（生产期）取14年，综合折旧率取7.14%，残值为0。（9）修理费按折旧的50%计算（10）输油成本中其他费用按工资总额与福利费之和的2倍计算（11）输油损耗按最大年输量的0.35%计算（12）销售税金即附加税=营业税+城市建设维护税+教学附加税营业税=销售收入×营业税率所得税=利润总额×33%利润总额=销售收入-输油成本-销售税金及附加税营业税取3%，城市建设维护税按营业税的7%计算，教学附加税按营业税的3%计算。（13）输油成本=燃料费用+电力费用+工资及福利税+修理费+油品损耗费+折旧费+利息支出+其他费用经营成本=燃料费用+电力费用+工资及福利税+修理费+油品损耗费+其他费用（14）费用现值计算（1-1）式中：——第t年的全部投资(包括固定资产和流动资金)；——第t年的经营成本；——计算期末回收的固定资产值(此处为0)；——计算期末回收的流动资金；——计算期；——行业基准收益率，=12%。（15）内部收益率IRR按下式计算：（1-2）式中：CI：现金流入量CI=年销售收入=固定资产残值回收+流动资金回收+其他收入CO：现金流出量CO=年度固定资产投资额+流动资金+经营成本+销售税金及附加+所得税注：流动资金一般在生产期第一年投入，其后各年若有追加，则上式中的流动资金为各年的追加额，否则，其后各年的流动资金为0。2.3温度参数的选择2.3.1出站油温由于原油的初馏点为70℃，故加热温度不宜高于70℃，以免发生相变影响泵的吸入性能而造成不必要的损失。此外，管道采用沥青防腐层，其最高耐热温度为70℃，故出站油温应低于70℃，以免影响绝缘性而造成管道的腐蚀，而且由于管道的热变形等种种因素都决定了加热温度不宜过高。另外，本设计中输送的是高含蜡原油，其在凝点附近的粘温曲线很陡，而当温度高于凝点30-40℃以上时，粘度随温度变化很小。又由于含蜡原油往往在紊流状态下输送，摩阻与粘度的0.25次方成正比，提高油温对摩阻的影响很小而热损失却显著增大，故加热温度不宜过高。综合考虑以上种种因素，以及以往设计中所得经验，确定最高出站温度不宜大于60℃，最高不超过65℃，初步确定出站温度。2.3.2进站油温加热站的进站油温是经过经济比较而确定的。对于输送任何油品，为防止停输后凝管，同时考虑到通过提高油温来改变油品的粘度，从而提高输送的经济性，故进站温度应该高于油品的凝点。对于本次设计中的输送原油，其含蜡量和胶质的含量均比较高，而对于凝点较高的含蜡原油，由于其在凝点附近的粘温曲线很陡。确定最低进站温度为℃。故在初步计算中取进站油温℃，出站油温℃。2.3.3周围介质温度对于埋地管道，一般取中心管道埋深处的最低月平均温度。是随季节和地区变化的，设计热油管道时，至少应分别按其最低月和最高月的月平均地温计算温降及热负荷。本设计中分别按春、夏、冬三种月平均地温进行计算。2.3.4平均温度由于管道的摩阻与其流态有一定的关系，当管路的流态在紊流光滑区时，可按平均温度下的油流粘度来计算站间摩阻。计算平均温度可以采用下式：（1-3）2.4.1工作日全年按350天，每天24小时计算。2.4.2油品密度根据20℃的油品密度按下式换算成计算温度下的密度：（1-4）式中：——t℃下原油密度，；；。2.4.4沥青层的导热系数沥青层导热系数按经验一般取。2.4.5管道设计参数(1)热站、泵站的站内压头损失均为15m，热泵站内压头损失30m。(2)进站压力不低于30m，出站压力不大于管道最高承受压力。3.最优管径的选择在设计输量下，若选用较大的管径，可以降低输送时的压头损失，减少泵站数，从而减少泵站的建设费用，降低了输油的动力消耗，但同时也增加了管路的建设费用。本设计中根据国内热油输送管道的实际经验，热油管道的经济流速在1.5-2.0m/s范围内，在此基础上选择1.5m/s的流速进行初步的管径计算，然后对附近管径系列进行计算，分别算出不同系列的费用现值，根据费用现值的大小选择出最优管径。最终选定了外径φ457，壁厚7.9mm的管径。4.工艺计算说明4.1概述对于易凝、高粘、高含蜡油品的管道输送，如果直接在环境温度下输送，则油品粘度大，阻力大，管道沿途摩阻损失大，导致了管道压降大，动力费用高，运行不经济，且在冬季极易凝管，发生事故。所以为了安全输送，在油品进入管道前必须采用降凝降粘措施。目前，国内外很多采用加入降凝剂或给油品加热的方法，使油品的粘度降低。本设计采用加热的方法，提高油品温度以降低其粘度，减少摩阻损失，降低管输压力，使输油总能耗小于不加热输送，并使管内最低油温维持在凝点以上，确保安全输送。热油管道不同于等温输送的特点在于输送过程中存在摩阻损失和散热损失两种能量损失，因此我们必须从两方面给油流供应能量，由加热站供应热能，由泵站提供压力能。此外这两种损失相互影响，摩阻损失的大小决定于油品的粘度，而粘度的大小又取决于输送油品温度的高低。当热油沿管路流动时，温度不断降低，粘度不断增大，水力坡降也不断变化。计算热油管道的摩阻损失时，必须考虑管路沿线的温降情况及油品的粘温特性。因此设计管路时，要先进行热力计算，然后进行水力计算。此外，热油管的摩阻损失应按一个加热站间距来计算，全线摩阻为各站间摩阻之和。4.2确定加热站及泵站4.2.1热力计算埋地不保温管道的散热传递过程由三部分组成的，即油流至管壁的放热，沥青防腐层的热传导和管外壁至周围土壤的传热，由于本设计中所输介质的要求不高，而且管径和输量较大，油流到管壁的温降比较小，流态为紊流或幂流，故油流到管内壁的对流换热和管壁自身的热传导可以忽略不计。而总的传热系数主要取决于管外壁至土壤的放热系数。由于本设计中所输送介质为高凝高粘原油，故在热力计算中考虑了摩擦生热对温升的影响。计算中周围介质的温度取最冷月土壤的平均温度，以首、末站平均温度作为油品的物性计算温度。由于设计流量较大，根据经验将出站油温定为56℃，进站油温定为23℃。然后根据苏霍夫公式计算站间距，从而进一步求得加热站数。4.2.2水力计算当管路的流态在牛顿流体的水力光滑区时，摩阻仅与粘度的0.25次方成正比，可按平均温度下的油流粘度，用等温输送的方法计算加热站间此段摩阻。当管路的流态在非牛顿流体的幂流区时，摩阻的求解需要运用幂流区水力计算的有关公式。先根据流量和管径判断流态，在23℃-26℃之间流体处于非牛顿流体的幂流区，在26℃-56℃之间流体处于牛顿流体的水力光滑区，所以在一个加热站间要分别求出牛顿流体段和非牛顿流体段的摩阻，然后相加。为了便于计算和校核，本设计将管路沿线的局部摩阻按照沿程摩阻损失的1%计算，泵站、热站站内局部摩阻均为15m，热泵站内局部摩阻均为30m。4.2.3初步确定热站、泵站数由热力计算可以确定加热站数，加以化整。确定泵站数时，要考虑到管线的承压能力选定输油主泵，再根据流量及扬程确定泵机组的组合方式，最后由全线所需的压头求出所需的泵站数，并结合水力计算定出。4.2.4站址确定根据地形的实际情况，本着热泵合一的原则，进行站址的调整。确定站址，除根据工艺设计要求外，还需要按照地形、地址、文化、气象、给水、排水、供电和交通运输等条件，并结合施工、生产、环境保护以及职工生活等方面的因素综合考虑，最终确定站址如下：表1-7站址确定站号1（首站）2345678站性质热泵站热泵站热泵站热泵站热泵站热泵站热泵站末站里程/km0184．287430高程m4004525275515665645655805.校核计算说明5.1热力、水力校核由于对站址的综合考虑，使热站、泵站的站址均有所改变，因此必须进行热力、水力校核。求得站址改变后的进出站温度和压力，以确保管线的安全运行。5.1.1进出站温度的校核为了满足工艺和热力的要求，对其冬季最小输量校核时，应固定进站油温为23℃，本设计通过编程迭代出相应的出站油温，根据程序得出表格2-10中的数据。根据表2-10知，进站油温为23℃℃，远小于油品的初馏点70℃并且不超过65℃。5.1.2进出站压力的校核为了防止进站压力过低影响泵的吸入或者出站压力过高超过管道最大承压能力而发出事故，故需对进出站压力进行校核，所得校核结果如下表：表1-8力校核结果站号1#2#3#4#5#6#7#末站/m40/m根据表格知，各站进站压力均满足泵的吸入要求，出站压力均不超过管道的最大承压770.661m，校核合格。5.2压力越站校核当输油主泵不可避免的遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高，沿程散热减小，从而导致沿程摩阻减小，或者生产负荷减小而导致的摩阻减小，为了节约动力费用，可以进行中间站的压力越站，以充分利用有效地能量。压力越站的目的是计算出压力越站时需要的最小输量，并根据此输量计算越站时所需要压力，并校核其是否超压。5.3热力越站校核当站场不可避免地遇到断电、事故或检修时，或由于夏季地温升高运行流量较大，沿程散热减小或者摩阻升温较大，可以进行的热力越站。5.4动、静水压力校核5.4.1动水压力校核动水压力是指油流沿管道流动过程中个点的剩余压力，即管道纵断面线与水力坡降线之间的垂直高度，动水压力的变化不仅取决于地形的变化，而且与管道的水力坡降和泵站的运行情况有关，本次设计的最高动水压力为469.707m液柱，小于管道最大承压770.661m，动水压力最小值为37.827m，大于最小的动水压力30m，故此时动水压力满足输送要求。5.4.2静水压力校核静水压力是指油流停止流动后，由于地形高差产生的静液柱压力，沿线高点与其后面的低点之间垂直高度最大为30m，由于管道承压770.661m较大，故产生静水压力时不需要增加壁厚，而且也不需要设置减压阀，所以本设计中静水压力符合要求。5.5反输校核当油田来油不足时，由于流量小，温降快导致进站油温过低或者由于停输等原因有可能出现凝管现象，需要进行反输。由于反输是非正常工况，浪费能量，故要求反输量越小越好。本设计取管线可能的最小输量为反输输量。根据具体计算的结果可知，可以满足反输条件。6.工艺流程6.1制定和规划工艺流程原则(1)满足输送工艺及各生产环节的要求；(2)便于事故处理和维修；(3)采用先进工艺技术及设备，提高输油水平；(4)在满足上述条件下，流程应尽量简单，充分发挥设备性能，节约投资，减少经营费用。6.2各站的工艺流程(1)首站接受来油计量、储存、正输、反输、加热、收发清管器，站内循环及倒罐等操作。(2)中间站 正输、反输，全越站，热力越站，收发清管器。(3)末站正输收油，反输，收发清管器，站内循环，外输，倒罐等操作。7.设备的选取7.1泵的选取对于首站而言，输油管道用泵根据用途可分为给油泵和输油主泵，而中间站一般不设给油泵，一般情况下，给油泵选用大流量，低扬程，泵吸入口扬程要求低的平行泵，其扬程一般为几十米，并采用并联运作，用于输油主泵的正常吸入，由于本次设计的输量大，给油泵除了要提供输油主泵所需要的吸入压力外，还需要提供克服站内摩阻所需要的压头，因而应综合考虑后选泵。给油泵根据最大流量和扬程选定SJA8×10P×16HH泵，其流量为687m3/h，扬程为45m，选用一台使用，并选用一台备用；输油主泵根据设计要求选择DY720-602型泵两台、DY720-603型一台泵串联，并用DY720-603型一台泵作为备用泵。7.2加热炉的选取选炉原则：应满足加热站的热负荷要求，炉效高；为便于检修，各站宜选用两台以上加热炉；每个加热站不得小于2台加热炉，加热炉型号差异不宜过多。热负荷计算公式：（1-5）式中Q—加热站的热负荷，kW；G—油品流量kg/s；c—油品比热，kJ/(kg.℃)。为管输介质提供热量提高油温的设备有两种：加热炉和换热器，按照其加热方式可以分为直接加热和间接加热，而间接加热适用于自动化程度较高的热站，在本设计中考虑实际情况后，选择直接加热的方式，即选用圆筒形加热炉。根据最大热负荷，各站选取功率为814KW两台和1745KW、2326KW的加热炉各一台。8.经济计算8.1经济计算基本数据(1)线路工程投资指标(万元/千米)管径的投资指标为106.68万元/km。(2)输油站工程投资指标(万元/座)表1-9输油站工程投资指标（万元）外输首站末站中间热泵站中间泵站中间热站250025002000180011008.2其他参数(1)原油价格3000元/吨；(2)电力价格0.60元/度；(3)输油站人员首末站各50人，中间热泵站30人，中间热站和泵站20人，职工工资按每人1500元/月计算，职工福利费按工资总额的14%计算；(4)固定资产形成率为85％，综合折旧率取％(综合折旧年限为14年)，残值为0；(5)修理费按折旧费的50%计算；(6)油气损耗：0.35%；(7)其他费用一般为工资及福利的2倍计算。8.3费用现值计算计算公式如下：（1-6）式中：——第t年的全部投资(包括固定资产和流动资金)；——第t年的经营成本；——计算期末回收的固定资产值(此处为0)；——计算期末回收的流动资金；——计算期；——行业基准收益率，=12%。能耗费用计算公式如下：总能耗费用元/(t·km)（1-7a）燃料费用元/(t·km)（1-7b）电力费用元/(t·km)(1-7c)式中：——燃料油价格，元/t；——电力价格，元/(kW·h)；——燃料油热值，kJ/kg；——加热炉效率；——泵机组效率；——加热站间距，km；H——沿线压头损失，m液柱；L——沿线管长，km；——所输油品的比热容，kJ/(kg·℃)；燃料及动力费用的计算结果如下表：表1-10燃料及动力费用负荷52%80%100%年输量（万吨）260400500冬季费用S(元/(t•km)夏季费用S(元/(t•km)春季费用S(元/(t•km)155553沿线管长L(km)动力及燃料费用（万元）第二章工艺设计计算书1.管径的选择1.1计算条件下的平均温度进站温度应高于凝点3–4℃，出站油温应低于初馏点，即：选取℃，℃。设计输量G=500万吨/年，年天数取350天。则平均温度（℃）根据20oC时的油品密度按下式换算成温度下的密度(2-1)式中：——t℃下原油密度，；；；所以1.2管径的选择因为原油含蜡，故管道经济流速的范围为1.5-2.0m/s。计算管径根据(2-2)式中：d——管道内径，m；v——经济流速，取；Q——体积流量，；在API标准钢管中选取与之相近的三个管径，，。2.Φ×2.1判断流态管道尺寸×7.9mm；温度处于之间时，流体处于非牛顿流体区；温度处于之间时，流体处于牛顿流体区。判断流态：（1）区：(2-3)(2-4)，油品处于幂流区。根据《输油管道管理与设计》中P154表4-3中a，b的值利用插值法得到a=0.077414，b=0.25351。（2），由的最大、最小值确定的范围对lnμ-t的曲线并分段进行拟合，并得出相应的方程：(2-5) (2-6)确定雷诺数范围(2-7)式中：d——管道内径，m；——油品运动粘度，；Q——体积流量，；G——质量流量，；——油品动力粘度，Pa·s；雷诺数最大值对应的是最大流量和最高温度的工况，即:生产负荷为100%、温度为56℃的工况。雷诺数最小值对应的是最小流量和最低温度的工况，即：生产负荷为52%、温度为23℃的工况。式中：；e–馆内壁绝对粗糙度，取0.1mm。可见2000<<<，故该油品在（26℃，56℃）、52%-100%负荷范围内都处于水力光滑区。由此得出，。2.2热力计算及确定热站数2.总传热系数的确定取管道中心埋深，防腐层厚度，不采用保温层；防腐层导热系数，土壤导热系数总传热系数计算公式为：（2-8）:管道的结构外径，即钢管的外防腐层或保温层所形成的外径，m:钢管防腐层及保温层的内径，m:与上述各层相应的导热系数，：油流至管内壁的放热系数，：管内壁至土壤的放热系数，：计算直径，m.对于无保温管道，取钢管外直径；对于保温管道取保温层内外直径的平均值，(1)油流至管内壁的放热系数由于处于紊流状态，对传热系数的影响很小可以忽略。(2)管外壁至周围土壤的传热系数的确定公式：(2-9)式中：——土壤导热系数，为1.15W/(m·℃)；——管中心埋深，1.5m；——与土壤接触的管外径，m。2.2.2确定热站数（在最小流量下确定热站数）最小流量下确定热站数按考虑，。由沿线温降公式(2-10a)(2-10b)(2-10c)式中：G——油品质量流量，kg/s；c——输油平均温度下油品比热容，J/(kg·℃)；D——管道外直径，m；L——管道加热输送的长度，m；——管道起点温度，℃；——距离起点L处油温，℃；——周围介质的温度，此处为6℃；i——油流水力坡降。可计算得：取整反算根据已经确定的通过迭代的方法确定出出站油温则相应的a、b的值有：由此得出相应的：两次迭代结果差值，迭代结束，结果一最后一次迭代为准。所以最小输量时控制出站油温，相应的，全线热站个数为7，热站间距为61.429km。2.3水力计算及定泵站数（最大输量确定泵站数）2.3.1水力摩阻计算，用最大输量运行时，出站油温一定小于用最小流量运行时的出站油温，所以不妨设最大流量运行时出站油温。在此平均温度下，求得油品的粘度、密度：根据以上所求参数求得a、b、i：在此平均温度下，求得油品的粘度、密度：根据以上所求参数求得a、b、i：在此平均温度下，求得油品的粘度、密度：根据以上所求参数求得a、b、i：两次迭代结果差值，迭代结束，结果一最后一次迭代为准。出站油温。2.3.2判断翻越点由于终点是沿线最高点之一，所以不存在翻越点。2.3.3水力摩阻计算。℃，沿线温度不断降低，沿线温度降到26℃以前，流体处于牛顿流体区，降到26℃以后直到下一个加热站流体处于非牛顿流体区。℃26℃区域的水力摩阻设从上一个加热站出口到处温度降低到26℃，则：在此平均温度下，求得油品的粘度、密度：根据以上所求参数求得a、b、i：(2)℃26℃区域的水力摩阻在剩余的61429-40933.724=20495.276（m）流体的运行中。流体处于非牛顿流体区。选泵额定流量选用的泵有：DY720-60×2特性方程，额定流量，扬程120m，效率80%；DY720-60×3特性方程，额定流量，扬程180m，效率80%。每个站选用DY720-62×2型泵两台，DY720-62×3泵型一台，并选用一台DY720-62×3型泵作为备用泵。泵站数取台。管道的设计压力，,满足强度要求，热负荷2.5费用现值以冬季（最冷月）、生产负荷为100%时为例：比热，,，，原油价格，电价，热站间距，加热炉效率，加热炉热负荷，燃油热值，沿线摩阻，管道长度，泵机组效率。燃料费用：电力费用：总耗能费用：。2.5.1不同季节、不同输量下的各项参数由于输量变化范围较大，以及不同季节参数不同导致计算量较大，所以采用编程的方法求解各项参数。对于需要加热的管线，使用程序：#include<stdio.h>#include<math.h>voidmain(){intj;/*定义生产负荷与100乘积*/floatTr,Tz,Tpj,p,u,v,s,p20,T0,lr,Q,lgu,c,G,d,D,k,m,g,Tr1,x,a,b,I,L,Sr,Sp,ed,ey,Bh,S,H,Nr,Npe,Zz,Zq,q,f,l1,w,T1,Tpj1,p1,Q1,u1,lgu1,v1,H1,H2,i1,i2,Tpj2,p2,Q2;Tr=56.0;Tz=23.0;p20=852.0;lr=61429;c=2100.0;d=0.4412;D=0.457;k=1.817;m=3.14159;g=9.8;L=430000;ed=0.6;ey=3000;Bh=41800;Nr=0.86;Npe=0.792;Zz=580;Zq=400;f=0.007008;T1=26.0;printf(“输入生产负荷相关值：\n”);scanf(“%d”,&j);/*输入生产负荷与100乘积*/printf(“输入沿线平均地温：\n”);scanf(“%f”,&T0);/*输入沿线平均地温*/G=165.34*j/100;do{Tr1=Tr;Tpj=(Tr1+2*Tz)/3;/*求全线平均温度*/s=1.825-0.001315*p20;p=p20-s*(Tpj-20.0);/*求平均温度下的密度*/Q=G/p;if(Tpj<26.0){i=0.0826*4*f*pow(Q,2)/pow(d,5);}if(Tpj>=26.0){if(Tpj<40.0){lgu=(-1)*0.0199*Tpj+1.832;}if(Tpj>=40.0){lgu=(-1)*0.0118*Tpj+1.516;}u=pow(10,lgu);/*求平均温度下的动力粘度*/v=u/(p*1000);/*求平均温度下的运动粘度*/i=(0.0246*pow(Q,1.75)*pow(v,0.25))/(pow(d,4.75));/*求管线的水力坡降*/}a=(k*m*D)/(G*c);/*参数a*/b=(g*i)/(a*c);/*参数b*/Tr=(exp(a*lr))*(Tz-T0-b)+T0+b;/*求出站油温*/x=Tr-Tr1;}while(fabs(x)>0.1);q=0.001*G*c*(Tr-Tz);if(Tr<=23){printf(“G=%.3f\n”,G);printf(“加热炉不需要加热”);}if(Tr>23){if(Tr<26){Tpj1=(Tr+2*Tz)/3;p1=p20-s*(Tpj1-20.0);Q1=G/p1;i1=0.0826*4*f*pow(Q1,2)/pow(d,5);H=1.01*i1*L+13*15+(580-400);}if(Tr>=26){w=(Tr-T0-b)/(T1-T0-b);l1=log(w)/a;Tpj1=(Tr+2*T1)/3;p1=p20-s*(Tpj1-20.0);Q1=G/p1;lgu1=(-1)*0.0199*Tpj1+1.832;u1=pow(10,lgu1);v1=u1/(p1*1000);i1=0.0246*pow(Q1,1.75)*pow(v1,0.25)/pow(d,4.75);H1=1.01*i1*l1;Tpj2=(T1+2*Tz)/3;p2=p20-s*(Tpj2-20.0);Q2=G/p2;i2=0.0826*4*f*pow(Q2,2)/pow(d,5);H2=1.01*i2*(lr-l1);H=7*(H1+H2)+13*15+(580-400);}Sr=(0.001*c*(Tr-Tz)*ey)/(0.001*lr*Bh*Nr);/*求出燃料费用*/Sp=(0.002723*ed*H)/(Npe*L*0.001);/*求出电力费用*/S=Sr+Sp;/*求出总能耗费用*/printf(“G=%.3f\n”,G);printf(“Q=%.4f\n”,Q);/*输出沿线水力坡降*/printf(“i=%.6f\n”,i);/*输出体积流量Q*/printf(“a=%.10f\n”,a);/*输出参数a*/printf(“b=%.4f\n”,b);/*输出参数b*/printf(“Tr=%.3f\n”,Tr);/*输出出站油温*/printf(“Tpj=%.4f\n”,Tpj);/*输出沿线平均温度*/printf(“p=%.4f\n”,p);/*输出沿线平均密度*/printf(“q=%.4f\n”,q);/*输出热负荷*/printf(“c=%.1f\n”,c);/*输出比热容*/printf(“Sr=%.10f\n”,Sr);/*输出燃料费用*/printf(“H=%.4f\n”,H);/*输出沿线压头损失*/printf(“Sp=%.10f\n”,Sp);/*输出电力费用*/printf(“S=%.10f\n”,S);/*输出总能耗费用*/}}各种工况下各参数如下：表2-1冬季各输量下参数(2℃)负荷52%80%100%流量G（kg/s）输量Q（m3/s）ia(*10-6)bTR（℃）Tpj(℃)ρpj（kg/m3）9c(KJ/(kg·℃))续表2--1负荷52%80%100%ey(元/t)300030003000热站间距，Km加热炉效率ηRq(kw)燃油热值BH(KJ/kg)SR(元/(t·km))ed(元/(kw·h))H（m液柱）L（km）430430430泵机组效率ηPeSp(元/(t·km))S(元/(t·km))表2-2夏季各输量下参数(21℃)负荷52%80%100%流量G（kg/s)输量Q（m3/s)ia(*10-6)bTR（℃）Tpj(℃)ρpj（kg/m3）c(KJ/(kg·℃))ey(元/t)30003000热站间距，Km加热炉效率ηRq(kw)续表2--2负荷52%80%100%燃油热值BH(KJ/kg)SR(元/(t·km))ed(元/(kw·h))H（m液柱）L（km）430430430泵机组效率ηPeSp(元/(t·km))S(元/(t·km))表2-2a夏季100%负荷下各参数（不加热，首战出站油温）站间1234567流量（kg/s)输量（m3/s)ia(*10-6)bTR（℃）23609TZ（℃）Tpj(℃）ρpj（kg/m3)Hi（m）edH（m）L（km）430ηPeSp（元）S（元）表2-3春季各输量下参数(16℃)负荷52%80%100%流量G（kg/s)输量Q（m3/s)ia(*10-6)bTR（℃）Tpj(℃）ρpj（kg/m3)c(KJ/(kg·℃))ey(元/t)热站间距，Km加热炉效率ηRq(kw)燃油热值BH(KJ/kg)SR(元/(t·km))ed(元/(kw·h))300030003000H（m液柱）L（km）430430430泵机组效率ηPeSp(元/(t·km))S(元/(t·km)).2费用现值计算(1)动力费用与燃料费用的计算根据表2-2、表2-2、表2-3可以计算任一输量下全年的动力费用和燃料费用，其中：全年动力及燃料费用=春季动力及燃料费用+夏季动力及燃料费用+秋季动力及燃料费用+冬季动力及燃料费用并且春季与秋季的动力及燃料费用相等，各个季节下的输量均为全年输量的四分之一。万元(2-11)式中：——夏季动力及燃料费用，元/(t·km)；——冬季动力及燃料费用，元/(t·km)；——春季季动力及燃料费用，元/(t·km)；G——全年输量，万吨；L——沿线管长，km。计算出φ457管径对应的各生产负荷的动力及燃料费用如下表：表2-4全年动力及燃料费用表负荷52%80%100%年输量（万吨）260400500冬季费用S(元/(t·km))夏季费用S(元/(t·km))春季费用S(元/(t·km))沿线管长L（km）430430430动力及燃料费用（万元）(2)工资及福利经初步计算初步确定各站职工编制如下表：表2-5职工编制首站中间热泵站中间热站末站站数1511全部职工数50302050所有职工工资及福利：(3)固定资产投资站及输油管理处的投资：线路工程投资：430×106.68=45872.4（万元）=68858.2222(万元)固定资产总投资=工程总投资+建设期借款利息+固定资产方向调节税=68858.2222+6869.59096+0=75727.81316(万元)固定资产投资方向调节税税率为0固定资产原值=固定资产总投资×=64368.64119（万元）(4)年修理费用年修理费用=固定资产原值×7.14%×50%×7.14%×50%=2297.96049（万元）(5)折旧费折旧费=固定资产原值×7.14%×7.14%=4595.920981（万元）(6)油气损耗生产负荷52%时：生产负荷80%时：生产负荷100%时：(7)经营成本经营成本=燃料费用+动力费用+工资及福利+修理费+油气损耗费+其他费用其他费用=工资总额及福利费之和的2倍=2×5540400=11080800（元）建设期：生产期：则各年经营成本如下：表2-6各年经营成本年数1，23，164,15513经营成本0(8)流动资金投资建设期资金：N=1N=2生产期第一年投资：N=3(9)费用现值的计算费用现值的计算式为：（2-12）式中：——第t年的全部投资(包括固定资产和流动资金)；——第t年的经营成本；——计算期末回收的固定资产值(此处为0)；——计算期末回收的流动资金；——计算期；——行业基准收益率，=12%。费用现值见下表：表2-7管径φ的费用现值tItCt'SvW(It+Ct'-Sv-W)(1+ic)^(-t)1000200030040005000600070008000900010000110001200013000tItCt'SvW(It+Ct'-Sv-W)(1+ic)^(-t)14000150001600续表2-7费用现值3.Φ×3.1判断流态管道尺寸×7.9mm；温度处于之间时，流体处于非牛顿流体区；温度处于之间时，流体处于牛顿流体区。判断流态：(1)区：，油品处于幂流区。根据《输油管道管理与设计》中P154表4-3中a，b的值利用插值法得到a=0.077414，b=0.25351。(2)，由的最大、最小值确定的范围对lnμ-t的曲线并分段进行拟合，并得出相应的方程： 确定雷诺数范围式中：d——管道内径，m；——油品运动粘度，；Q——体积流量，；G——质量流量，；——油品动力粘度，Pa·s；雷诺数最大值对应的是最大流量和最高温度的工况，即:生产负荷为100%、温度为56℃的工况。雷诺数最小值对应的是最小流量和最低温度的工况，即：生产负荷为52%、温度为23℃的工况。式中：；e–馆内壁绝对粗糙度，取0.1mm。可见2000<<<，故该油品在（26℃，56℃）、52%-100%负荷范围内都处于水力光滑区。由此得出，。3.2热力计算及确定热站数3.2.1.总传热系数的确定取管道中心埋深，防腐层厚度，不采用保温层；防腐层导热系数，土壤导热系数总传热系数计算公式为：:管道的结构外径，即钢管的外防腐层或保温层所形成的外径，m:钢管防腐层及保温层的内径，m:与上述各层相应的导热系数，：油流至管内壁的放热系数，：管内壁至土壤的放热系数，：计算直径，m.对于无保温管道，取钢管外直径；对于保温管道取保温层内外直径的平均值，(1)油流至管内壁的放热系数由于处于紊流状态，对传热系数的影响很小可以忽略。(2)管外壁至周围土壤的传热系数的确定公